Влияние применяемых методов увеличения нефтеотдачи на выработку

запасов Мурьяунского месторождения

В настоящее время значительная часть месторождений вступила в третью и

четвертую стадии разработки, увеличивается количество низкодебитных скважин,

прогрессирует обводнение скважин и пластов, растет доля трудноизвлекаемых

запасов нефти и газа. Поэтому актуальными являются задачи применения новых

технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже

разрабатываемых

пластов,

на

которых

традиционными

методами

извлечь

значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

В настоящее время в условиях Мурьяунского нефтяного месторождения

наибольшее применение нашли следующие виды обработок химических методов

увеличения нефтеотдачи пластов:

- ВЭС (вязко-эмульсионные составы)

- ГПГС (глиносодержащие полимерногелевые составы)

- ОГС (осадкогелеобразующие составы)

- ПАВ (поверхностно-активные вещества)

- ПГС (полимерно гелеобразующие составы)

- ПДН (полимеры с тонкодисперсным наполнителем)

ВЭС

ГПГС

ОГС

ПАВ

ПГС

ПДН

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

16

12

14

10

16

14

кол-во операций

Рисунок 1. Распределение видов обработок ХМУН за 2018 г.

Вязко-эмульсионные составы (ВЭС)

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности

продуктивных горизонтов, в условиях поддержания пластового давления за счет

закачки

воды,

происходит

опережающее

обводнение

высокопроницаемых

и

водонасыщенных

нефтью

пластов

и

участков

эксплуатационного

объекта

и

частичное

или

полное

«отключение»

из

процесса

выработки

средне-

и

низкопроницаемых прослоев.

Технологии закачки вязких эмульсионных составов основаны на увеличении

фильтрационных сопротивлений в промытой части пласта путем закачки через

нагнетательные скважины вместе с водой различных химических реагентов: это

либо гели, обладающие высокой вязкостью и высоким напряжением сдвига, либо

различного

рода

суспензии

и

твердые

осадки,

либо

эмульсионные

системы.

Закачиваемые через нагнетательные скважины композиции создают вокруг них

барьер,

который

служит

экраном,

закупоривающим

или

снижающим

проницаемость

промытой

части

пласта.

Создание

барьеров

приводит

к

значительному

перераспределению

фильтрационных

потоков

в

пласте,

в

результате

чего

происходит

интенсификация

притоков

нефти

из

оставшихся

нефтенасыщенных пропластков.

Вязкие

эмульсии

представляют

собой

термодинамически

неустойчивые

дисперсные

системы,

образованные

взаимонерастворимыми

или

слабо-

растворимыми друг в друге жидкостями. Эмульсионные составы имеют высокую

вязкость и представляют собой неньютоновские, структурированные системы, т.е.

их

эффективная

вязкость

зависит

от

скорости

или

напряжения

сдвига.

Эти

системы обладают ненулевым предельным напряжением сдвига и способны при

низких

градиентах

давления

образовывать

в

пласте

непроницаемые

экраны,

ограничивающие проникновение воды в промытые участки пласта. В отличие от

осадкообразующих

и

гелеобразующих

составов

применение

эмульсий

для

ограничения проницаемости коллекторов носит временный характер и не снижает

необратимо проницаемость коллекторов.

Вязкие

эмульсионные

составы

предназначены

для

выравнивания

неоднородного профиля приемистости нагнетательных скважин, регулирования

заводнения участков разработки, приуроченных к подгазовым зонам нефтегазовых

месторождений. По мере продвижения в водонасыщенной породе, их вязкость

постепенно увеличивается. В результате этого проницаемость тех зон пласта, куда

преимущественно

фильтровалась

эмульсия,

снижается.

При

таком

изменении

проницаемости пласта выравнивается фронт вытеснения, увеличивается охват

пласта заводнением.

ГПГС (глиносодержащие полимерногелевые составы)

Сущность технологии заключается в закачке в продуктивный пласт через

нагнетательные

скважины

чередующихся

между

собой

оторочки

суспензии

глинопорошка в растворе полимера и оторочки соляной кислоты, с продвижением

по пласту за счет последующего нагнетания воды.

Технология предназначена для изоляции водопотоков, выравнивания

профилей

приемистости,

изменения

проницаемостей

неоднородности

пласта

вокруг обрабатываемой скважины на заданный уровень и глубину, в зависимости

от условий решаемой задачи.

Закачка

в

пласт

глинистой

суспензии

в

растворе

полиакриламида

обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины и

перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего закачиваемая вода

направляется

в

зоны

ранее

слабо

охваченные

заводнением.

Вводимая

следом

оторочка соляной кислоты воздействует на низкопроницаемые интервалы пласта,

повышая их проницаемость и увеличивая скорость фильтрации флюидов в этих

интервалах.

ОГС (осадкогелеобразующие составы)

Сущность технологии заключается в последовательной закачке в нефтяной

пласт через нагнетательные или добывающие скважины одной или нескольких

отсрочек раствора сульфата натрия (СН), либо составов на его основе, буферной

оторочки воды и вспомогательного реагента – хлорида кальция или реагента его

образующего

в

пластовых

условиях.

Закачка

в

пласт

указанных

оторочек

реагентов

обеспечивает

образование

труднорастворимого

осадка

сульфата

кальция,

снижающего

проницаемость

водопромытых

зон

и

увеличивающего

фильтрационное сопротивление нагнетаемой воды, что позволяет подключить в

разработку

участки

пласта,

ранее

не

охваченные

заводнением,

и

снизить

обводненность продукции добывающих скважин на участке.

Для усиления эффекта осадкообразования в пласт дополнительно может

закачиваться

оторочка

раствора

силиката

натрия

(жидкого

стекла)

и/или

глинопорошка (ГП).

При

использовании

растворов,

содержащих

сульфат

натрия

и

силикат

натрия

в

пластовых

условиях

образуется

кристаллический

осадок

сульфата

кальция и аморфный осадок геля кремниевой кислоты. При этом осадок сульфата

кальция

способствует

формированию

более

устойчивого

геля

кремниевой

кислоты и препятствует его преждевременному размыванию нагнетаемой водой.

Кроме

того,

такая

композиция,

благодаря

наличию

в

составе

щелочных

компонентов,

снижает

межфазное

натяжение

на

границе

нефть-вода

и

способствует

увеличению

коэффициента

нефтевытеснения.

Дисперсный

наполнитель (ГП) позволяет укрепить образовавшиеся в пласте гель и осадок и

увеличить

фильтрационное

сопротивление

в

наиболее

проницаемых

и

водопромытых интервалах и порах коллектора.

ПАВ (поверхностно-активные вещества)

Закачка

в

пласт

через

нагнетательные

скважины

растворов

ПАВ

и

композиций на их основе - наиболее простой и технологичный метод среди

известных методов повышения нефтеотдачи пластов. Основным свойством ПАВ

является регулирование молекулярно-поверхностных свойств.

Применение

растворов

ПАВ

направлено

на

разрушение

глинистых

агрегатов цемента, структурированных систем фильтрата бурового раствора и во-

донефтяных эмульсий, а также на снижение содержания неподвижной воды,

на

доотмыв

остаточной

нефти

и

частичное

растворение

асфальто-смолистых

отложений. Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водными раство-

рами ПАВ основан на снижении межфазного натяжения между нефтью и водой и

увеличении угла смачивания горной породы.

ПГС (полимерно гелеобразующие составы)

Сущность технологии заключается в закачке в продуктивный пласт, через

нагнетательные

или

добывающие

скважины,

полимерной

композиции

(ПГС),

содержащей раствор полимера (полиакриламида) и сшивающий агент, которая в

пластовых условиях образует в поровом и трещинном пространстве коллектора

структурированную систему (упругий гель) с высоким градиентом начального

напряжения сдвига и значительным фактором остаточного сопротивления после

разрушения геля.

ПГС применяется с целью выравнивания проницаемостной неоднородности

пласта за счет снижения проницаемости высокопроницаемых слоев или трещин,

вырабатываемых наиболее интенсивно и служащих каналами преимущественного

движения

воды.

В

результате

снижения

проницаемости

высокопроницаемых

пропластков происходит уменьшение притока воды в добывающие скважины,

приводящее

к

увеличению

депрессии

на

пласт

и

вовлечению

в

процесс

фильтрации низкопроницаемых пропластков.

Воздействие ПГС на пласт может осуществляться как через добывающие,

так и через нагнетательные скважины. Технология ПГС может комплексироваться

с технологиями интенсификации процесса вытеснения - повышение давления

нагнетания, применение химреагентов моюще-растворяющего действия (кислоты,

щелочи, растворители, растворы ПАВ, их сочетания и др.).

ПДН (полимеры с тонкодисперсным наполнителем)

Сущность технологии заключается в закачке в продуктивный пласт, через

нагнетательные или добывающие скважины, суспензии глинопорошка в растворе

полимера,

с

продвижением

по

пласту

за

счет

постоянного

нагнетания

воды.

Закачка

в

пласт

глинистой

суспензии

обеспечивает

выравнивание

профиля

приемистости нагнетательной скважины и перераспределение фильтрационных

потоков, в результате чего закачиваемая вода направляется в зоны ранее слабо

охваченные заводнением.

Механизм

вытеснения

нефти

из

пласта

по

рекомендуемой

технологии

можно представить в виде следующих этапов:

- закачка состава в пласт, сопровождающаяся поступлением композиции в

наиболее проницаемые водопромытые интервалы;

- кратковременная остановка скважины, способствующая частичной или

полной изоляции высокопроницаемого интервала в результате образования

внутрипоровых структур, связанных с глинистым цементом и обломочной

частью скелета породы;

- включение в работу прослоев с низкими фильтрационными свойствами;

Список использованных источников

1. Технологический

регламент

по

применению

технологий

увеличения

нефтеотдачи пластов на основе вязких эмульсионных составов РД 5753490-062-

2011.

2. Технологический регламент по применению технологии воздействия на пласт

глиносодержащим полимерногелевым составом РД 5753490-060-2011.

3. Технологический

регламент

по

применению

технологий

увеличения

нефтеотдачи

пластов

на

основе

закачки

осадкогелеобразующих

составом

РД

5753490-057-2011.

4. Технологический регламент по применению поверхностно-активных веществ

для увеличения нефтеотдачи пластов РД 5753490-061-2011.

5. Технологический

регламент

по

применению

технологий

увеличения

нефтеотдачи

пластов

на

основе

полимерного

гелеобразующего

состава

РД

5753490-066-2011.

6. Технологический

регламент

по

применению

раствором

полимеров

с

тонкодисперсным наполнителем РД 5753490-064-2011.